Массовые отключения света и горячей воды из-за рекордных долгов обещают энергетики

Зачем я поехал на РЭН?

Российская энергетическая неделя – один из крупнейших международных форумов, посвященный актуальным вопросам в сфере энергетики. Мероприятие проводится с 2017 года и за это время превратилось в главную отраслевую дискуссионную площадку страны. В РЭН традиционно участвуют представители федеральных и региональных властей, крупнейших энергетических компаний, производители оборудования, инвесторы и эксперты. В 2025 году форум проходил с 15 по 17 октября в Москве и собрал на своей площадке более 5 тысяч делегатов из 84-х стран и территорий.

Группа компаний «АТОМ» преследовала своей целью изучить системные решения для ТЭК, обсуждаемые на сессиях и круглых столах РЭН. Мы с коллегами оценивали, насколько предложенные механизмы, от реформ тарифной политики до развития атомной генерации, могут быть реализованы в специфических условиях Дальнего Востока. Отдельной задачей стало изучение перспектив малой генерации. Представители ГК «Атом» анализировали, какие технологии могут быть адаптированы под нужды удаленных территорий, в том числе с учетом требований об их дальнейшей эксплуатации в условиях холода и удаленности.

Участие в РЭН также стало возможностью укрепить GR-контакты и экспертные связи. Встречи с представителями Минэнерго, системных операторов, производителями оборудования и региональными властями позволили обсудить совместные проекты, обменяться опытом и наметить конкретные шаги по внедрению практических решений в регионах ДФО.

Свободных денег больше нет

Один из главных выводов после РЭН-2025 – осознание того, что эпоха «свободных денег» в энергетике закончилась. Отрасли придется работать в режиме жесткой экономии. Заместитель министра энергетики Дмитрий Исламов на сессии по угольной отрасли отметил: «Причинами сложившейся ситуации стало одновременное наложение внешних и внутренних факторов: снижение мировых цен, изменение курса рубля, санкции, рост железнодорожных тарифов, ограниченные возможности вывоза по Восточному полигону, удорожание поставок и обслуживания техники, фискальные изъятия».

Бизнес получил важный сигнал − в будущем стоит все меньше рассчитывать на государственные субсидии. Так, к примеру, на прошедшем в рамках форума заседании комиссии Госсовета РФ по энергетике обсуждалось сокращение перекрестного субсидирования, когда одни потребители оплачивают льготы для других. Этот механизм предлагают постепенно отменить, чтобы перейти к экономически обоснованным тарифам и привлечь инвестиции в отрасль. При этом государство признает, что отказ от субсидий приведет к росту финансовой нагрузки на промышленность. Как отметил замминистра энергетики Евгений Грабчак: «В результате средняя цена на электроэнергию для промышленных потребителей может вырасти с 2025 года к 2042 году в два раза − с 6,4 до 12,8 рублей за кВт/ч в ценах этого года».

Дефицитный Дальний

Спикеры РЭН недели неоднократно подчеркивали, что одним из самых проблемных регионов с точки зрения энергетики сегодня является юг Дальнего Востока. По данным Минэкономразвития, Росстата и Востокгосплана в 2023–2024 годах кумулятивный прирост промышленного производства в южных регионах ДФО (Приморский и Хабаровский края, Амурская и Сахалинская области, Еврейская АО) составил 12–13% против 8,1% в среднем по России. При этом генерация явно не успевает за растущим спросом: дефицит энергомощностей уже приближается к 1,5 ГВт, а ежегодный прирост промышленного потребления требует дополнительных 0,5–0,7 ГВт новых мощностей.

На текущий момент генерация в регионе растет на 2–3% в год, в то время как потребление увеличивается на 5–7%. То есть существующие темпы ввода энергомощностей покрывают не более 60% прирастающих потребностей. По подсчетам экспертов Ассоциации развития ТЭК, чтобы ликвидировать дефицит к 2031 году, объемы ввода новых мощностей должны ежегодно превышать темпы роста промышленного потребления как минимум на 40–50%. Ориентируясь на более умеренные темпы опережающей генерации в 15–20% в год, проблему дефицита удастся решить к 2040 году.

При сохранении текущей тенденции регион рискует столкнуться с энергетическим коллапсом, корни которого, как ни странно, будут связаны с привлекательными льготными режимами для ведения бизнеса на Дальнем Востоке — ТОР и СПВ. С учетом предстоящего с 1 января 2026 года вступления в силу режима международных ТОР и уже озвученного властями интереса со стороны иностранных инвесторов, усугубление ситуации может произойти значительно быстрее.

Атом нас спасет. Но не сразу

На РЭН было озвучено потенциальное решение энергетической проблемы Дальнего Востока, которое может сработать комплексно, вместо множества разрозненных мероприятий. Так, Президент РФ Владимир Путин ходе пленарного заседания форума заявил: «Атомная генерация появится у нас и на Дальнем Востоке, и в Сибири. Ядерной энергетике отводится важная роль в снабжении потребителей, и эта роль в перспективе должна кардинально возрасти».

Согласно ранее опубликованной информации в СМИ и ведомственных отчетах, на юге Дальнего Востока планируется строительство двух новых атомных станций. В Приморском крае, рядом с Фокино, будет возведена Приморская АЭС с двумя энергоблоками общей мощностью около 2 ГВт. Строительство ее начнется в 2027 году, ввод в эксплуатацию запланирован на 2033–2035 годы. В Хабаровском крае планируется возведение Хабаровской АЭС с такой же суммарной мощностью, как и в Приморье − 2 ГВт. Точное место расположения станции пока не определено. Начало строительства намечено на 2027 год, ввод в эксплуатацию − на 2037 год.

Проекты атомных станций в Приморье и Хабаровском крае безусловно являются стратегически важным и долгосрочным решением, однако их реализация имеет слишком продолжительный горизонт. Даже при соблюдении графика первые мегаватты регион получит не раньше 2033–2035 годов, а значит рассчитывать на атом как на оперативный ответ на дефицит энергии на Дальнем Востоке пока преждевременно.

Энергии нужна доставка

На РЭН относительно мало обсуждалась проблема доставки электроэнергии на Дальнем Востоке, хотя она не менее критична, чем наращивание генерации. Основной «узкий» участок − юг ДФО, где устаревшие и изношенные на 60–70% линии электропередач не позволяют доставлять избыточную энергию с северных ГЭС к промышленным кластерам и портовым хабам. С вводом новых мощностей, включая озвученные Президентом сверхмощные АЭС, ограничение сетей доставки приобретет экзистенциальный характер, способный серьезно осложнить снабжение региона электроэнергией.

Юг Дальнего Востока остается одним из наиболее проблемных регионов с точки зрения доставки электроэнергии. 

Одним из немногих спикеров РЭН, кто прямо озвучил данную проблему, стал Федор Опадчий − председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы». «До конца года ожидаем очень важную ЛЭП 500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг и ПС 500 кВ Варяг, которые значительно усилят связи юга Приморья с остальной частью энергосистемы, и как следствие – снизят риски возникновения локальных дефицитов мощности в Приморском крае», − заявил Федор Опадчий.

Однако согласно утвержденной Приказом Минэнерго РФ № 2328 от 29.11.2024 года «Схеме и программе развития электроэнергетики России на 2025–2030 годы», линии ЛЭП по данному проекту не превысят 500 км и не смогут полностью снять остроту проблемы передачи генерации на Дальнем Востоке. Точные данные по текущему вводу новых линий подсчитать сложно, так как большинство из них реализуется в рамках отдельных проектов. Однако примерныя суммарные данные по всему ДФО показывают, что в 2023 – первой половине 2025 года ввод новых ЛЭП составил не более 400 км, тогда как, по оценкам экспертов Ассоциации развития ТЭК, темпы ввода и обновления сетей должны исчисляться тысячами километров в год.

О проблеме доставки энергии до дефицитных регионов Дальнего Востока говорил и главный инженер ПАО «Россети» Евгений Ляпунов, упомянув решения, которые, по крайней мере пока, кажутся скорее футуристическими. Спикер рассказал о линии постоянного тока, позволяющей «сверхуплотнять» поток энергии при передаче на большие расстояния. По словам Ляпунова, «Россети» уже создали специальный испытательный полигон на базе Выборгской вставки, а среди конкретных проектов компания рассматривает передачу постоянного тока из энергоизбыточной Сибири на энергодефицитный Дальний Восток.

«Езжайте на Чукотку!» Или почему будущее за малой генерацией?

На РЭН-2025 хорошо прослеживался неявный, но важный нарратив применительно к Дальнему Востоку: логичным, быстрым и относительно недорогим решением проблем энергетики, особенно в удаленных регионах, является внедрение малой генерации. В отличие от строительства многокилометровых ЛЭП до отдаленных населенных пунктов и промышленных объектов, рынок технологий сегодня предлагает гибкие решения: дизельные, газопоршневые и гибридные станции, мини-ТЭЦ, малые генераторы на возобновляемых источниках энергии. Подобные установки не требуют масштабных вложений в инфраструктуру и могут быстро вводиться в эксплуатацию даже в удаленных регионах.

Вопросам распределенного производства энергии была посвящена отдельная сессия «Новая эра: малая генерация, большие экономические выгоды». Ее участники пришли к выводу, что применение малой генерации сталкивается с рядом проблем. В первую очередь — это сложность эксплуатации оборудования, а также непонимание и, порой, даже опасения потребителей относительно распределенных технологий. Решение этих проблем во многом зависит от системного и структурированного подхода государства к сфере малой генерации, который помог бы потребителям разобраться с оборудованием, а производителям − компенсировать затраты на низкорентабельные проекты. Довольно емко данную дискуссию подытожил руководитель «Русэнергосбыта» Михаил Андронов: «Проблема, как мне кажется, в следующем: сейчас нет организации, которая бы системно занималась пропагандой, объяснением и помощью населению в установке оборудования».

Сложности эксплуатации оборудования малой генерации хорошо иллюстрирует реакция замминистра энергетики Евгения Грабчака, я задал ему вопрос: «Видит ли государство малую генерацию как полноценный элемент энергосистемы страны? Или стратегический фокус по-прежнему смещён в сторону крупных централизованных объектов?»

«Собирайтесь, езжайте на Чукотку, − предложил замминистра с долей иронии, но явно рассчитывая на сотрудничество, — я вам дам контакты губернатора, там есть энергоцентр в Билибино: новый, хороший, замечательный. Коллеги ищут, кто им будет его эксплуатировать». Считаю, что это наглядно подтверждает острый дефицит компаний, готовых обслуживать подобные объекты в таких труднодоступных регионах, как, например, Чукотка.

РЭН-2025: выводы для Дальнего Востока

РЭН-2025 наглядно продемонстрировала, что энергетика Дальнего Востока находится на переломном этапе. Регион, казалось бы, гордится ростом промышленного производства, в то же время сталкиваясь с дефицитом генерации и ограничениями сетевой инфраструктуры. Форум показал, что успешное развитие энергетики региона требует комплексного подхода: стратегического планирования, внедрения инновационных технологий и готовности компаний работать в самых удаленных и сложных условиях. Поэтому в ближайшие годы судьба энергетики ДФО будет определяться не только объемами генерируемой мощности, но и способностью эффективно доставлять эту энергию до потребителей, а также адаптиовать технологии к уникальным условиям региона.

Из воды на сушу

Создание АСММ берет начало с зарождения атомного ледокольного флота, который вывел освоение Арктики на новый уровень. Знаковым событием стал ввод в 1959 году в эксплуатацию ледокола «Ленин» – первого надводного судна с ядерной силовой установкой (сейчас является музеем).

«В Заполярье строились крупные предприятия, рудники. Чтобы обеспечивать их нормальную деятельность нужно было постоянно привозить людей, продукцию, а у дизельных ледоколов не хватало мощностей», – рассказывает заместитель гендиректора госкорпорации «Росатом» Андрей Никипелов.

За более чем 60 лет для атомного флота произведено 32 транспортных гражданских реактора. В советский период разработаны установки серий ОК-150, ОК-900, КЛТ-40. Кстати, последняя применена на плавучей АЭС «Академик Ломоносов», работающей с 2020 года в Певеке. К настоящему времени этой станцией произведено более 1,1 млрд кВт/ч электроэнергии.

В 2013 году начался выпуск энергетических реакторов новой линейки. Это в первую очередь Ритм-200 мощностью 50-60 МВт. Сейчас он является флагманским реактором, отметил представитель «Росатома». Оснащенные этой установкой четыре ледокола серии 22220 «Арктика», «Сибирь», «Урал», «Якутия» находятся уже в эксплуатации, в процессе постройки – суда «Чукотка» и «Ленинград». Как ожидается, в ближайшее время будет заложен атомоход «Сталинград», кроме того, в правительстве РФ обсуждается строительство еще двух ледоколов этого же проекта.

Одновременно идет работа над реактором Ритм-400, который по мощности вдвое превосходит Ритм-200. Такой силовой установкой предполагается оснащать ледоколы проекта 10510 «Лидер». Головное судно «Россия» строится на большекаменской верфи «Звезда».

Помимо ледокольного флота энергетические реакторы запланированы к использованию на плавучих энергоблоках типа ПЭБ-106, ПЭБ-180 (в процессе разработки реакторы Ритм-200М, Ритм-400М), а также на наземных атомных станциях малой мощности (Ритм-200Н).

Первый плавучий энергоблок планируется запустить в бухте Наглейнын на Чукотке для энергоснабжения недропользователей в Баимской рудной зоне. Всего будет четыре реактора общей мощностью 424 МВт: первые два планируется ввести в 2028 году, третий – в 2029-м, четвертый – в 2031-м.

Постройка наземной АСММ запланирована в Якутии в поселке Усть-Куйга для снабжения горнодобывающего кластера в Усть-Янском районе, формирующегося вокруг Кючусского золоторудного месторождения. Сооружение с двумя энергоблоками (суммарная мощность – 110 МВт) станет первой такого рода атомной станцией в России, которая появится за длительный период после Билибинской АЭС, построенной в 1970-х.

Изначально ввод одноблочной АСММ на 50 МВт в Якутии планировался в 2028 году, но в связи заменой проекта на двухреакторный объект срок сдачи в эксплуатацию перенесен на 2031-й. Решение о строительстве станции с двумя энергоблоками вместо одноблочной принято с учетом перспектив освоения других запасов полезных ископаемых, в том числе месторождений олова (Депутатское, Тирехтях, Одинокое), серебра, редкоземельных металлов.

Другую АСММ «Росатом» намерен построить в Норильске. Максимальная мощность станции, состоящей из четырех реакторов, оценивается в 320 МВт.

Реализация этих проектов задумана без привлечения бюджетных средств. «По сути [объекты генерации] формируются за счет контрактации с потребителем. И у коллег есть либо предварительные, либо уже подписанные соответствующие соглашения с потребителями, которые работают в этой энергозоне», – уточнил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов.

По его словам, несмотря на высокий CAPEX, малые АЭС дадут больший экономический эффект в сравнении с другими видами генерации в технологически изолированных энергосистемах. 

Нормативная база нуждается в доработке

Практика строительства малых атомных станций может быть расширена. Россия вообще создана для тиражирования подобной энергетики, убежден научный руководитель АО «ВНИИАЭС» Сергей Соловьев. «80% природных богатств у нас размещено на 3/4 территории, где как раз нет централизованных сетей», – отмечает он.

Вкладываться в сетевую инфраструктуру в условиях Крайнего Севера дорого. Строительство 1 км ЛЭП 110 кВ еще пять лет назад оценивалось приблизительно 80-90 млн руб., информирует технический директор ООО «НГ-Энерго» Игорь Бутвина. «Чтобы обеспечить поселок на расстоянии 50-60 км, которому требуется 3-5 МВт электрической энергии, только стоимость одной линии электропередачи составит несколько миллиардов рублей. Это совершенно нецелесообразно», – полагает он.

Как сообщил депутат Госдумы Федот Тумусов, только в Арктике действуют 1,5 тыс. дизельных электростанций и почти 4 тыс. угольных котельных. При этом потери ресурсов достигают до 40%, а тарифы растут космическими темпами. Парламентарий предлагает решать вопрос за счет широкого распространения микро-атомных технологий, с подключением Росатома.

И в российской и в мировой атомной энергетике сегодня есть различные решения для локального энергообеспечения (всего в мире заявлено боле 80 типовых проектов АСММ). К примеру, Курчатовским институтом спроектирована мини-АЭС с реактором типа «Елена-АМ» для снабжения Тикси. В собранном виде «Елена» представляет собой цилиндр диаметром 4,5 м и высотой 15 м. Установка разбирается на отдельные блоки. Вся станция высотой с десятиэтажный дом также имеет цилиндрическую форму диаметром 40 метров.

Технологий появляется немало, и в любом случае должны быть обеспечены высокое качество заводского изготовления и транспортабельность оборудования, говорит Сергей Соловьев. Строительно-монтажные работы на Севере существенно удорожают проект, поэтому надо произвести на заводе максимальный объем монтажа, а минимальный – уже на площадке.

«Нужны роботы, потому что, если станций будет много, возрастет потребность в квалифицированном персонале – туда не наездишься. А если роботы – это новая норма безопасности, как можно искусственному интеллекту это доверить», – рассуждает представитель ВНИИАЭС.

Много пробелов остается и с точки зрения существующей нормативной базы. Например, большой блок вопросов связан с плавучими энергоблоками, констатирует начальник управления по регулированию безопасности атомных станций и исследовательских ядерных установок Ростехнадзора Владислав Манаков. Согласно правилам МАГАТЭ, ответственность за работу такого объекта на протяжении всего жизненного цикла несет эксплуатирующая компания.

«В отношении судов и плавучих энергоблоков есть нюанс, который не учитывается законодательством. Потому как в соответствие с законом №170 ("Об использовании атомной энергии" – EastRussia) при сооружении, строительстве плавучих энергоблоков устанавливается, что ответственность за этот процесс несет не эксплуатирующая организация, а головная конструкторская и судостроительная. Это уже некое нарушение того принципа, который реализуется всем мировым сообществом», – говорит Владислав Манаков.

При этом, согласно законодательству, ответственность за радиационный ущерб несет эксплуатант, тогда как в отношении проектировщика и строителя объекта таких обязательств нет. «Но надо понимать, что при строительстве плавучего энергоблока процесс ввода его в эксплуатацию осуществляют эти две организации. В рамках этого происходит загрузка активной зоны ядерным топливом и вывод реакторной установки на минимально контролируемый уровень. То есть все виды опасности, которые присущи атомным станциям, происходят и на этапе строительства. И тут на наш взгляд недостаточно законодательства», – пояснил представитель Ростехнадзора.

Сегодня продолжается разработка транспортабельного мини-реактора «Шельф-М» на 10 МВт. В 2023 году «Росатом» и правительство Чукотки заключили соглашение по проекту АСММ, создаваемой на базе этой реакторной установки, для обеспечения энергоснабжением золоторудного месторождения Совиное и некоторых населенных пунктов.

В то же время развитие технологий наземных транспортабельных атомных станций не закреплено ни в одном документе стратегического планирования РФ, подчеркивают в Ростехнадзоре. Да и опыта как строительства, так и эксплуатации подобных сооружений в стране практически нет.

«Это реакторная установка, которая на заводе-изготовителе загружается ядерным топливом, проводятся все испытания. Потом эта батарейка, некая капсула с топливом, транспортируется в пункт размещения. С точки зрения требований по безопасности Ростехнадзору не хватает более детальной информации от проектантов, корпорации [Росатом]», – говорит Владислав Манаков.

Конечно, крупнейшие аварии на АЭС Три-Майл-Айленд (1979 год), Чернобыль (1986), Фукусима-1 (2011) привели к повышению требований безопасности и повлияли на удорожание проектов атомной энергетики.

«Это все-таки события достаточно редкие. Большая часть стоимости современных больших блоков – как раз меры безопасности. Но когда подходим к станциям малой мощности, мое мнение, нужно пересмотреть законодательство, и эта работа делается. Важно заново уточнить ущерб, потому что ущерб от малой станции будет даже не кратно меньше. Там целый класс аварий пропадает – тех, которые [могут произойти] на больших станциях», – объясняет заместитель директора по ядерным технологиям НИЦ «Курчатовский институт» Алексей Ковалишин.

Пересмотр возможных рисков позволит удешевить проекты АСММ, сделать их более конкурентоспособными, считает он. 

Льготы и контракты

Особую важность для создания АСММ приобретают законы о территориях опережающего развития и господдержке предпринимательской деятельности в арктической зоне, говорит директор департамента по работе с регионами и органами государственной власти АО «Концерн Росэнергоатом» Светлана Чурилова. Они предусматривают ряд преференций, которыми вполне могли бы воспользоваться атомщики, но сегодняшний характер правоприменения не дает в полной мере получить от льгот этот эффект.

Для получения статуса резидента ТОР потребуется изменить традиционную схему владения, эксплуатации атомных станций малой мощности. В частности, концерну придется создать дочернее общество с последующем включением его в перечень российских юрлиц, в собственности которых могут находиться ядерные установки, затем создать филиал на площадке АСММ в соответствие с распоряжением Ростехнадзора, заключить договор на эксплуатацию станции с «дочкой».   

«Все это приведет к увеличению административных расходов, временных и других затрат и собственно снизит эффективность мер господдержки резидента ТОР, а самое главное, это негативно повлияет на формирование конечного тарифа», – подчеркнула Светлана Чурилова.

Выход – в изменении законодательства в части предоставления статуса резидента организациям, создающим в ТОР свои филиалы по эксплуатации генерирующих объектов, добавила она.

Другая проблема может крыться в нестабильных объемах потребления на всем жизненном цикле АСММ. «Билибинская АЭС создана в 1973-1974 годах, и пока был потребитель, она очень хорошо себя показывала. Потом потребитель исчез. Строя такие станции, всегда нужно понимать, кто будет дальше пользоваться этой энергией, поскольку срок жизни сооружения – это десятилетия (расчетный срок службы установки Ритм‑200 – ​60 лет – EastRussia)», – обращает внимание Алексей Ковалишин.

По его словам, то, что ПАЭС «Академик Ломоносов» с начала запуска в 2020 году произвела 1,1 млрд кВт/ч электроэнергии, свидетельствует о низком коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ). «Это 1,6 года непрерывной работы – довольно небольшой КИУМ. Но этот вопрос не совсем к атомщикам, а как раз к той инфраструктуре, которая готова принять такой источник энергии или нет», – отметил представитель Курчатовского института.

Кстати, определенные сложности сейчас возникли в части проекта АЭС для Баимского ГОКа. По словам Андрея Максимова, запроектирована достаточно большая мощность для потребителя, однако контрактация объемов пока задерживается.

— Как прошёл год для ОДУ Востока, какие события вы бы назвали знаковыми для вашей организации и всей отрасли?

— Этот год выдался насыщенным на значимые события. Одним из ключевых стало начало выполнения Системным оператором функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных энергосистемах (ТИТЭС) Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края и Чукотского автономного округа силами Тихоокеанского РДУ — Филиала Системного оператора. На сегодняшний день операционная зона ОДУ Востока охватывает территории 9 субъектов Российской Федерации. До этого оперативно-диспетчерское управление в ТИТЭС осуществлялось региональными диспетчерскими управлениями (РДУ), работающими в составе подконтрольных ПАО «РусГидро» обществ: Камчатскэнерго, Магаданэнерго, Чукотэнерго и Сахалинэнерго.

Многое уже сделано за этот год в ТИТЭС. Большие планы на перспективу. Это и параметрирование устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, изменение структуры оперативно-технологического управления в ТИТЭС, применение существующих подходов в Системном операторе при управлении режимами работы в энергосистемах. Впервые планы по перспективному развитию этих региональных энергосистем включены в документ, определяющий среднесрочное развитие электроэнергетики всей страны – Схему и программу развития электроэнергетических систем России (далее - СиПР ЭЭС России) на 2025 – 2030 годы, который с прошлого года разрабатывается Системным оператором.

Среди основных, значимых событий, к которым мы шли на протяжении этого года – ввод в эксплуатацию, переключательного пункта 500 кВ Агорта и подстанции 500 кВ Даурия, а также линии электропередачи ВЛ 500 кВ Агорта – Даурия. Эти энергообъекты обеспечивают новые возможности для расширения Восточного полигона железных дорог и присоединения новых потребителей в Амурской области и Якутии. Кроме того, в этом году нами обеспечен ввод подстанций 500 кВ Таежная и 220 кВ Малмыж для обеспечения энергоснабжения объектов Малмыжского месторождения – крупнейшего месторождения меди в Российской Федерации.

Мы продолжаем повышать надежность управления режимами работы Объединённой энергосистемы Востока, внедряем цифровые технологии и расширяем допустимые значения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. В частности, в этом году нашими специалистами организован ввод дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА ПП 500 кВ Химкомбинат, ПС 500 кВ Владивосток, ПП 500 кВ Агорта, ПП 500 кВ Нерген, ПС 500 кВ Даурия, ПС 220 кВ в Якутии - Нюя и Чаянда. После проведения успешных комплексных испытаний приступили к выполнению функций дистанционного управления оборудованием КРУЭ-220 кВ Светлинской ГЭС, расположенной в Западном районе Якутии. Внедрены системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в 15 контролируемых сечениях. Обеспечена возможность работы АРПМ ПС 220 кВ Магдагачи, АРПМ ПС 220 кВ Призейская по адаптивной уставке СМЗУ, обеспечено внедрение ЦС АРЧМ нового поколения. На ПС 500 кВ Комсомольская введена в работу локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ).

— Как вы справляетесь с изношенностью сетей и объектов генерации?

— В настоящий момент пять региональных энергосистем в операционной зоне ОДУ Востока отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения. Это говорит о том, что объединённая энергосистема Востока работает фактически на пределе своей пропускной способности и возможности покрывать спрос на мощность. Генерирующее оборудование сильно изношено, работает далеко за пределами назначенных сроков эксплуатации.

Мы уделяем особое внимание ремонтам, модернизации и привлечению капитальных вложений. Электросетевой комплекс в зоне ответственности ОДУ Востока очень протяженный, что предъявляет дополнительные требования к управлению режимом и надежности работы энергосистемы.

— Как это проявляется в каждодневной работе? Постоянно ли возникают критические ситуации?

— Да, это проявляется в повышенном количестве аварийных событий, которые приводят к отключению отдельных элементов сети. При этом мы работаем в «вынужденном режиме», чтобы обеспечить электроснабжение. В таких условиях приходится использовать максимальную пропускную способность сети, избегая введения графиков ограничения потребления.

— Как долго вы сможете поддерживать такую работу?

— Мы не просто поддерживаем — мы работаем в этом режиме, чтобы потребители не ощущали сложностей. Это возможно благодаря высокой квалификации нашей команды и профессионализму всех сотрудников.

— В Приморском крае в августе 2024 года произошла крупная авария. Как с ней справлялись?

— Это была классическая системная авария, вызванная наложением ряда аварийных событий. Произошло отключение систем шин 500 кВ на Приморской ГРЭС, отключение линий электропередачи 220 кВ в сторону юга Приморья. В результате произошло выделение энергосистемы Приморского края на изолированную работу от объединенной энергосистемы Востока.

Комиссией Ростехнадзора с нашим участием проведено расследование, выявлены причины и уже реализовано большинство мероприятий для предотвращения подобных ситуаций в будущем. Некоторые мероприятия требуют финансовых вложений и времени, но они уже включены в перечень мероприятий Минэнерго по снижению рисков нарушения электроснабжения в регионах с высокими рисками нарушения электроснабжения.

— Какие действия предпринимали диспетчеры в той ситуации?

— Они действовали в соответствии с инструкциями и профессиональными компетенциями: определили точки деления сети, регулировали частоту и приводили параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений в выделившейся на изолированную работу от объединенной энергосистемы Востока энергосистеме Приморского края, восстанавливали электроснабжение отключенных потребителей.

— Это делали люди или автоматика?

— Это работа человека — диспетчера Системного оператора.

— А когда эту задачу сможет выполнять искусственный интеллект?

— Этот вопрос пока гипотетический. Главную роль здесь играют многозадачность и компетенции, которые нарабатываются годами. Искусственный интеллект пока не способен заменить людей в подобных ситуациях.

— На Восточном экономическом форуме в этом году было акцентировано внимание на дефиците электрической энергии и мощности в ДФО. Что Вы можете рассказать о динамике этого процесса — эта нехватка нарастает, или может есть какое-то равновесное состояние? Сказывается ли дефицит на режиме работы ОЭС Востока?

— На текущий момент дефицит электрической энергии у нас создается в силу того, что мы работаем изолированно от единой энергосистемы России. Кроме того, нехватка мощности вызвана высокой аварийностью на генерирующих объектах. То есть у нас практически каждый день в году наблюдается дисбаланс между заявленным составом генерирующего оборудования на тепловых электрических станциях и фактически находящихся в работе генераторах. Эти небалансы мы компенсируем за счет гидроэлектростанций. Они, конечно же, имеют определенные параметры работы гидроузлов, и мы, с учетом сохранения и соблюдения этих требований, обеспечиваем баланс повышенными расходами на Зейской и Бурейской ГЭС. То есть мы ликвидируем этот дефицит покрывая за счет гидроэлектростанций.

—То есть из Амурской области, где у нас сконцентрированы ГЭС, вы оттуда организуете перетоки в те регионы, скажем, в Приморский край, где находятся мощные потребители электроэнергии?

— Да, по магистральным электрическим связям осуществляются значительные перетоки активной мощности из избыточных районов в районы с повышенным спросом. У нас энергосистема потому и называется объединенной, поскольку она объединена связями, общностью режима и порядком управления.

— Раз уж затронули тему объединения — каковы перспективы по связыванию ОЭС Востока с большой системой?

— В планах обеспечить связь ОЭС Сибири и ОЭС Востока на начальном этапе по ЛЭП 220 кВ переменного тока. Это должно произойти в перспективе до 2030-го года. Сейчас создается необходимая инфраструктура: в частности, это сооружение переключательного пункта ПП 500 кВ Агорта и подстанции ПС 500 кВ Даурия. Они будут в этой электропередаче (связи) участвовать. В последующий период в соответствии с проектом Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года запланировано строительство двухполюсной передачи постоянного тока, кардинально усиливающей связи ОЭС Сибири и ОЭС Востока, которая будет обеспечивать передачу мощности до 1000 МВт.

— Можно подробнее о преимуществах линий постоянного тока? В чем  целесообразность их строительства? 

— Целесообразность их строительства в том, что они позволяют компенсировать большие небалансы, возникающие в энергосистеме. Эти небалансы мы рассчитываем, как наибольший энергоблок, который мы можем потерять. Например, в Приморье предусматривается сооружение АЭС с двумя блоками по 1000 МВт, и мы должны быть всегда готовы к тому, что один блок будет выведен из работы в ремонт, и вот эти небалансы будем ликвидировать за счет, в том числе создания передачи постоянного тока.

— А каким образом это помогает?

—Например отключился один блок в 1000 МВт, и эти 1000 МВт надо где-то взять. Можно частично компенсировать за счет первичного резерва, который у нас размещен на станциях и вторичного резерва мощности, но есть ограничения в первичном резерве, а вторичный резерв требует разворота по времени. У нас энергосистема живет в режиме реального времени.

— И почему именно линии постоянного тока в этой ситуации предпочтительнее?

— Передаваемая мощность по ЛЭП постоянного тока гарантированно больше. Мы считали, что при строительстве линии 500 кВ переменного тока до ОЭС Сибири создается возможность передачи обменной мощности в 500 МВт, не больше. Связано это с пределом по пропускной способности электрической сети по статической устойчивости. Создавая линии постоянного тока, мы можем набором элементов сети добиться технического эффекта увеличения обменной мощности в 2000 МВт. И если возникнет небаланс, вызванный отключением блока АЭС 1000 МВт, он будет здесь и сейчас компенсирован путем приема этих 1000 МВт из ОЭС Сибири, говоря простым языком.

Пока эти решения находится на стадии оценки, но экспертно могу сказать, что 1000 МВт нам точно нужно будет для создания обменной мощности. И это реально, и это технически возможно только при сооружении линии постоянного тока.

— Ожидается, что в следующем году в ДФО заработает оптовый рынок электроэнергии. Как это скажется на работе ОДУ Востока?

— Мы уже эту технологию тестируем, заработает она с первого января 2025-го, а ожидания позитивные, потому что оптовый рынок – это определенные правила игры, которые предполагают конкуренцию и ответственность субъекта электроэнергетики за заявленную мощность, которую он поставляет на оптовый рынок.

На практике это значит, что в первую очередь загружается самая дешевая генерация. Покупатели и продавцы электроэнергии подают ценовые заявки, проводится аукцион ценовых заявок, по ценам и по режимам формируется диспетчерский график. В соответствии с поданными ценовыми заявками происходит распределение конкретного мегаватта на конкретные единицы генерирующего оборудования конкретного субъекта, участвующего в оптовом рынке. Складывается определенная равновесная цена и потребитель с учетом цены, с учетом тех ограничений, которые есть по перетокам, накладываемых системным оператором, получает конечную цену на оптовом рынке. Она каждый день разная.

— Каждый день цена разная?

— Она каждый час разная, потому что на каждый час у нас формируется диспетчерский график, а при выбытии генерации будет происходить оптимизация состава генерирующего оборудования, и цена фактически будет меняться каждый час. Необходимо отметить, что цены покупки энергоресурсов для населения останутся регулируемыми.

В целом оптовый рынок позволяет финансово оптимизировать работу энергосистемы, сделать электрическую энергию более дешевой, более доступной для потребителя и с большей ответственностью подойти к поставке мощности на рынок. Плюс этот механизм создает возможность проведения конкурсных процедур по отбору нового генерирующего оборудования к строительству.

Это рыночный механизм, мы его все ждем. Он создает возможность на рыночных условиях построить генерацию, так необходимую нам в ОЭС Востока.

— Какие еще ожидания Вы связываете с 2025 годом? Какие события могут стать определяющими для работы ОДУ Востока?

— Мы будем работать над повышением надежности, гибкости, ремонтопригодности электрической сети. Это касается и Объединенной энергосистемы Востока, и технологически изолированных территориальных энергосистем (ТИТЭС). Мы будем совершенствовать свою работу в части настройки устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики. Задания у нас уже подготовлены, расчеты выполнены. Будем их реализовывать в ТИТЭС, приводить их к требованиям Системного оператора, необходимым в этой области.

Мы ожидаем выход с модернизации пятого энергоблока Приморской ГРЭС и поступательного продолжения работы по модернизации и ввода нового генерирующего оборудования.

Кроме того, мы ждем включения подстанции ПС 500 кВ Варяг и транзита 500 кВ, который свяжет ее с Приморской ГРЭС. Эта инфраструктура существенно повысит надежность электроснабжения потребителей Приморского края. В целом ожидания позитивные, наши компетенции, квалификация сотрудников позволяют нам быть готовы к различным вызовам, и надеемся, что в 2025 году мы покажем надежную и успешную работу.

Скромный Дальний Восток

Граждане России к 1 марта 2026 года задолжали 36,3 трлн рублей по договорам займов. Каждый экономически активный житель, а их на начало 2026 года зарегистрировано около 76,2 млн человек, несет обязательства на сумму 476,3 тысячи рублей. При этом банкам должны даже представители работающей молодежи в возрасте до 35 лет — таких в России сейчас около 21,5 млн.

Самый большой вклад в задолженность россиян по потребительским кредитам стабильно вносит Центральный федеральный округ — 10,95 трлн рублей на 1 марта 2026 года, что составляет чуть меньше 30% от общей суммы. Самый низкий показатель по кредитным обязательствам — у населения регионов Северного Кавказа (1,11 трлн рублей). Объем потребительских займов в Дальневосточном федеральном округе вдвое выше и составляет 2,43 трлн рублей, но на фоне данных остальных макрорегионов выглядит одним из самых скромных.

К 1 марта 2026 года самыми активными заемщиками на Дальнем Востоке оказались жители Приморского края. Банки выдали им потребительские кредиты на общую сумму 556,417 млрд рублей. На втором месте оказалась Якутия (418,65 млрд рублей), замыкает тройку Хабаровский край (368,53 млрд рублей). Остальные регионы ДФО, по оценкам Центробанка РФ, отличились следующими показателями задолженности:

• Республика Бурятия — 253,304 млрд рублей;

• Забайкальский край — 247,086 млрд рублей;

• Амурская область — 219,257 млрд рублей;

• Сахалинская область — 173,310 млрд рублей;

• Камчатский край — 95,897 млрд рублей;

• Магаданская область — 49,131 млрд рублей;

• ЕАО — 28,616 млрд рублей;

• Чукотский АО — 19,995 млрд рублей.

Чтобы четче обозначить масштаб этих сумм, сравним их с данными из опубликованных законов о региональных бюджетах Дальнего Востока. В Сахалинской области, к примеру, общий объем доходов казны на весь 2026 год составляет 190,9 млрд рублей — всего на 17 млрд больше, чем сложившаяся кредитная задолженность островитян на потребительские нужды. В Забайкальском крае бюджетные доходы на текущий год составляют 162 млрд рублей. Нехитрая арифметика подсказывает, что жители этого региона успели задолжать банкам на 85 млрд рублей больше, чем власти готовы потратить на поддержание качества их жизни. Еще более удручающая ситуация сложилась в Бурятии: там объем долгов граждан превысил сумму доходов бюджета региона в два раза. Говорит ли это об общей неудовлетворенности населения уровнем повседневного комфорта? Скорее да, чем нет.

Экономят не везде

Анализируя изменение общей суммы задолженности жителей Дальнего Востока перед банками и микрофинансовыми организациями, можно отметить небольшое замедление темпов накопления кредитной массы. Так, на 1 января 2024 года совокупный долг по потребительским кредитам в ДФО составлял 2,215 трлн рублей, к 1 января 2025 года вырос до 2,366 трлн рублей, а к 1 января текущего года был на уровне 2,406 трлн рублей. В то время как общая сумма займов физлиц в 2024 году выросла на 151 млрд рублей, по итогам 2025-го прибавка составила лишь 40 млрд. Это говорит о том, что дальневосточники, расплачиваясь по действующим кредитным обязательствам, не торопились оформлять новые договора потребительских займов.

В отдельно взятых регионах Дальнего Востока наблюдается тенденция к сокращению общей долговой массы. В частности, это заметно на примере Магаданской области: за два года показатель задолженности по потребительским кредитам в этом субъекте снизился с 52 млрд рублей до 49 млрд рублей. В Чукотском АО актуальный объем обязательств населения составляет 19,9 млрд рублей — чуть меньше, чем в 2025 году. На 700 млн рублей снизилась потребительская задолженность в ЕАО; на 1,5 млрд — в Камчатском крае.

Остальные регионы ДФО продолжают наращивать долги по потребительским кредитам. С 1 января 2025 года по 1 марта 2026-го почти на 14 млрд рублей выросла задолженность жителей Приморья. В Бурятии прирост вновь оформленных потребительских кредитов составил чуть меньше 26 млрд рублей, в Якутии — около 8 млрд рублей, в Забайкалье — 10 млрд рублей. Население Хабаровского края «нарастило» задолженность на 7,5 млрд рублей за это же время, а Сахалинская область — на 4,5 млрд рублей.

Сразу два региона Дальнего Востока вошли в общероссийский топ-5 с самыми низкими суммарными объемами обязательств по потребительскому кредитованию. Безусловный лидер здесь — Ненецкий АО, где сумма задолженности составила 12,26 млрд рублей. На втором месте Ингушетия, чье население расплачивается с долгами на сумму 15 млрд рублей. Третье место взял Чукотский АО (19,9 млрд рублей), четвертое — ЕАО (28,6 млрд рублей), а пятое — Республика Алтай (43,6 млрд рублей).

В то же время весь Дальний Восток, включающий в себя 11 регионов, задолжал банкам и микрофинансовым организациям по потребительским кредитам меньше, чем одна Московская область: к 1 марта 2026 года ее объем невыплаченных займов составил 2,967 трлн рублей. Безусловным лидером по этому показателю стала Москва: 4,448 трлн рублей. У жителей Санкт-Петербурга накопилось потребительских кредитов на 1,94 трлн рублей, а у Краснодарского края — на 1,63 трлн рублей. Население Республики Татарстан закредитовано на 1,19 трлн рублей; Свердловской области — на 1,139 трлн рублей; Тюменской области — на 1,509 трлн рублей.

Тревожные новости

На фоне растущей задолженности россиян по потребительским кредитам увеличивается и объем несвоевременно исполняемых обязательств. По данным ЦБ РФ, к 1 марта 2026 года жители всех регионов страны накопили просроченных платежей на 1,66 трлн рублей, что на 24 млрд превышает показатели 1 января 2026 года. За 2025 год, отмечают финансовые эксперты, доля просроченной задолженности увеличилась на 4,59% — для сравнения, по итогам 2024 года она составляла 3,98%. У Дальнего Востока показатель несвоевременных оплат по кредитным обязательствам оказался самым маленьким в рейтинге федеральных округов: лишь 96,59 млрд рублей. Это в 2,2 раза меньше, чем у соседней Сибири и в 1,6 раза меньше, чем на Урале. Рейтинг регионов по сумме просроченной задолженности сформировался так:

• Приморский край — 21,2 млрд рублей;

• Хабаровский край — 14,58 млрд рублей;

• Республика Саха (Якутия) — 14,406 млрд рублей;

• Забайкальский край — 11,258 млрд рублей;

• Республика Бурятия — 9,47 млрд рублей;

• Амурская область — 9,136 млрд рублей;

• Сахалинская область — 7,146 млрд рублей;

• Камчатский край — 4,556 млрд рублей;

• Магаданская область — 2,362 млрд рублей;

• ЕАО — 1,717 млрд рублей;

• Чукотский АО — 765 млн рублей.

За последние 6 месяцев (с 1 октября 2025 года по 1 марта 2026 года) в девяти из 11 регионов Дальнего Востока объем просроченной задолженности снизился. Так, жители Бурятии, Камчатского края и Забайкалья погасили около 250 млн рублей обязательств с нарушенным сроком исполнения. В Приморском крае и в Чукотском АО этот показатель составил около 15 млн рублей, в Хабаровском крае — более 750 млн рублей, в Амурской области — свыше 500 млн рублей, в Сахалинской области — чуть больше 400 млн рублей, в ЕАО — 150 млн рублей, а в Магаданской области — около 50 млн рублей.

В то же время Якутия продолжает копить просроченные долги по потребительским кредитам: за полгода их объем вырос на 300 млн рублей. На фоне недавно обнародованных сведений Росстата о том, что в Республике Саха наблюдается самый большой объем невыплат заработной платы сотрудникам местных предприятий, наиболее вероятное развитие ситуации в ближайшее время — дальнейший рост просроченных платежей банкам. Якутянам, которым не платят зарплату, просто не на что будет обслуживать свои займы. А с учетом неприятной, но продолжающейся тенденции увеличения задолженности по оплате труда во всех регионах Дальнего Востока, подобная ситуация может затронуть не только Республику Саха, но и ее ближайших соседей. 

Федеральный тренд

Задолженность по заработной плате растет по всей стране: это подтверждают отчеты Росстата. По данным ведомства, на конец января 2026 года сумма невыплат сотрудникам предприятий составила 1 млрд 855,9 тыс. рублей. Это на 1,4 млрд рублей или в 5 раз больше, чем в конце января 2025 года, хотя аналитики утверждают: в сравнении с декабрем 2025-го наметилось улучшение. С конца прошлого года российские предприятия погасили 171,3 млн рублей задолженности. Тем не менее, этот намек на позитивную тенденцию исчерпал себя уже по итогам февраля 2026 года: долги организаций перед работниками вновь выросли. По сведениям Росстата, к началу марта суммарно они составили уже 2 млрд 9 млн 800 тыс. рублей — на 153,9 млн рублей больше, чем в январе. В сравнении с аналогичным периодом 2025 года ситуация еще хуже: рост на 66% или на 799,3 млн рублей.

В январе 2026 года общая задолженность российских предприятий перед своими специалистами складывалась на 40,7% из неуплат, образовавшихся за текущий месяц — они составили 755,3 млн рублей. С 2025 года перенеслись долги на общую сумму 962,8 млн рублей (51,9%), еще 137,8 млн (7,4%) — неоплаченные обязательства организаций за 2024 и предшествующие годы. В феврале текущего года ситуация выглядела уже иначе. Российские компании активно гасили свежие долги: лишь 358,5 млн рублей или 17,8% неоплаченных обязательств образовались в 2026 году. С 2025 года накопилось уже 1 318,1 млн рублей (65,6%), а более ранних долгов — на 333,2 млн рублей (16,6%).

Основной причиной накопления задолженности по заработной плате компании называют отсутствие собственных средств. На втором месте — неаккуратные поступления денег из местных бюджетов, с которыми у предприятий заключены договоры об оказании услуг или поставке товаров. В связи с нехваткой средств на выплату заработной платы растет и число сотрудников, которые поневоле становятся кредиторами своих работодателей. Так, по данным Росстата, в январе 2026 года предприятия РФ не рассчитались с 8,3 тыс. специалистов. А по итогам февраля 2026 года эта цифра выросла до 9,1 тыс. человек. В аналогичные периоды 2025 года ожидающих оплаты за свой труд было 4,3 и 2,1 тыс. человек соответственно, что также подтверждает растущую негативную тенденцию и накопление долгов.

В целом по России самой неблагополучной экономической отраслью в части своевременной оплаты труда работников стало строительство. В январе 2026 года с ней было связано 42% всех непогашенных долгов организаций перед сотрудниками. В феврале эта доля выросла до 42,7%. В обрабатывающих производствах, наоборот, доля задолженности сократилась с 31,1% до 25,2% за месяц. На третьем месте — добыча полезных ископаемых: в январе текущего года 11% невыплаты зарплаты было связано с деятельностью таких компаний, а в феврале — 14,2%.

Не все в порядке 

В Дальневосточном федеральном округе сложилась своя картина. Прежде всего стоит отметить, что не во всех регионах территориальные подразделения Росстата публикуют в открытом доступе текущую ситуацию с задолженностью предприятий по заработной плате. Однако в сводных отчетах Федеральной службы государственной статистики информации достаточно, чтобы получить представление о платежеспособности дальневосточных компаний.

Суммарный объем долгов по зарплате на Дальнем Востоке составил 224,9 млн рублей в декабре 2025 года, 329,1 млн — в январе 2026 года и 415,8 млн рублей — в феврале 2026 года. За три месяца общая задолженность предприятий выросла почти в два раза. Половину суммы «обеспечили» всего два из 11 регионов ДФО — это Сахалинская область и Республика Саха (Якутия).

По данным Росстата, в декабре 2025 года объем задолженности предприятий в субъектах Дальнего Востока распределялся так:

• Общая сумма — 224,9 млн рублей;

• Сахалинская область — 97,5 млн рублей;

• Забайкальский край — 79,7 млн рублей;

• Хабаровский край — 21,0 млн рублей;

• Приморский край — 16,5 млн рублей;

• Камчатский край — 9,6 млн рублей;

• Республика Бурятия — 0,4 млн рублей;

• Магаданская область — 0,3 млн рублей.

У Якутии, Амурской области, ЕАО и Чукотского АО задолженность предприятий перед сотрудниками отсутствовала. Но уже по итогам января 2026 года ситуация изменилась. На фоне общего долга предприятий ДФО, который вырос до 329,1 млн рублей, в субъектах федерального округа произошли следующие негативные корректировки:

• Сахалинская область — 97,8 млн рублей;

• Республика Саха (Якутия) — 90,2 млн рублей;

• Забайкальский край — 77 млн рублей;

• Хабаровский край — 25,1 млн рублей;

• Камчатский край — 20,3 млн рублей;

• Приморский край — 18,4 млн рублей;

• Магаданская область — 0,3 млн рублей.

Предприятия Амурской области, Еврейской автономной области и Чукотки сохранили финансовую стабильность, а в Бурятии погасили долги. Одновременно в Якутии возникла довольно серьезная задолженность компаний перед сотрудниками. Увеличились суммы неуплат в Хабаровском крае, Приморье, на Камчатке и на Сахалине. Стабильная и небольшая задолженность — менее 1 млн рублей — сохранилась на Колыме.

По итогам февраля 2026 года без отрицательного показателя осталось три региона: проблемы появились у работодателей в ЕАО. Кроме того, на первое место в списке дальневосточных субъектов с самой большой задолженностью вышла Якутия.

• Общая сумма — 415,8 млн рублей;

• Республика Саха (Якутия) — 148,1 млн рублей;

• Сахалинская область — 113,7 млн рублей;

• Забайкальский край — 76,5 млн рублей;

• Камчатский край — 31,8 млн рублей;

• Хабаровский край — 21,9 млн рублей;

• Приморский край — 20,5 млн рублей;

• ЕАО — 2,9 млн рублей;

• Магаданская область — 0,3 млн рублей.

В общей дальневосточной картине особенно выделяются три региона, где складывается самая высокая задолженность предприятий по заработной плате. Это Республика Саха, Сахалинская область и Забайкальский край. Средняя зарплата в этих субъектах в январе и феврале 2026 года превысила общероссийскую планку. Так, в Якутии она составляет от 139 до 192 тыс. рублей, в Забайкальском крае — от 93 до 145 тыс. рублей, а на Сахалине — от 90 до 148 тыс. рублей в месяц (после вычета НДФЛ). При этом численность населения в островном регионе в два раза ниже. Лишь около 456 тыс. граждан живут на Сахалине и Курилах, в то время как в Республике Саха и Забайкалье эта цифра приближается к 990 тыс. жителей.

При сопоставимых средних зарплатах и такой разнице в плотности населения сравнение сумм задолженности говорит о том, что на островах растет количество предприятий, которые не могут позволить себе содержание привычного штата специалистов. Кроме того, по Сахалину, как и по Якутии, ощутимо «бьют» северные надбавки к зарплате: общая в ДФО тенденция, тормозящая развитие бизнеса, в этих регионах ощущается особенно сильно.

Бывает и хуже

Если сравнивать сложившуюся в ДФО ситуацию с финансовой картиной в других макрорегионах, все в действительности не так плохо (но могло быть, конечно, и лучше). Как сообщает Росстат в своих отчетах, самая печальная обстановка сложилась в Южном федеральном округе. К концу декабря 2025 года предприятия в восьми регионах ЮФО накопили 623,1 млн рублей долгов по зарплате. В январе 2026 года сумма уменьшилась до 602,4 млн рублей, а в феврале снова выросла до 643,6 млн рублей. Позицию абсолютного аутсайдера России макрорегиону обеспечивает Краснодарский край: там долги по зарплате стабильно превышают полмиллиарда рублей.

В общем рейтинге федеральных округов РФ ситуация выглядит следующим образом:

Декабрь 2025 года

• Южный ФО — 623,1 млн рублей;

• Сибирский ФО — 350 млн рублей;

• Северо-Западный ФО — 330,4 млн рублей;

• Приволжский ФО — 264 млн рублей;

• Центральный ФО — 227,5 млн рублей

• Дальневосточный ФО — 224,9 млн рублей

• Северо-Кавказский ФО — 7,3 млн рублей

• Уральский ФО — 0.

Январь 2026 года

• Южный ФО — 602,4 млн рублей;

• Северо-Западный ФО — 353 млн рублей;

• Дальневосточный ФО — 329,1 млн рублей;

• Приволжский ФО — 314,2 млн рублей;

• Центральный ФО — 179,7 млн рублей;

• Сибирский ФО — 65,6 млн рублей;

• Северо-Кавказский ФО — 11,8 млн рублей;

• Уральский ФО — 0.

Февраль 2026 года

• Южный ФО — 643,6 млн рублей;

• Дальневосточный ФО — 415,8 млн рублей;

• Приволжский ФО — 362,1 млн рублей;

• Северо-Западный ФО — 332,8 млн рублей;

• Центральный ФО — 166,3 млн рублей;

• Сибирский ФО — 69,7 млн рублей;

• Северо-Кавказский ФО — 19,5 млн рублей;

• Уральский ФО — 0.

Простой математический анализ показывает: объемы задолженности по зарплате наращивает не только Дальний Восток. Но если на Северном Кавказе прибавка составила 12 млн рублей за три месяца, то в ДФО — почти 200 млн рублей. Это гораздо больше, чем в Южном федеральном округе, где сохраняется самая плачевная ситуация с невыплатой зарплат в России, и все дальше от тенденции соседей из Сибири, которые за те же три месяца сократили объем задолженности почти в 6 раз. Компаниям ДФО нужно оперативно искать выход, иначе к лету 2026 года весь федеральный округ по зарплатным долгам обгонит небольшой Краснодарский край.

Китай держим в уме

При общем увеличении потребления электроэнергии в энергосистеме России на уровне 1,5% (накопительным итогом с начала года по 15 апреля включительно) дальневосточные регионы демонстрируют гораздо более высокие темпы. Так, в Забайкалье оно выросло на 8,7%, Бурятии – на 4,2%, Амурской области – на 4,3%, Хабаровском крае – на 9,3%.

Между тем экономика Дальнего Востока растет значительно быстрее, чем энергосистема, обращает внимание сенатор от Сахалина Андрей Хапочкин. К 2030 году дефицит мощностей всех регионов федерального округа может достичь 3,3 ГВт.

По сведениям Минвостокразвития, потребность к 2030 году по ДФО оценивается в 25,3 ГВт. При этом дефицит, в том числе с учетом выбывающих по сроку службы мощностей генерации, может составить 2,6 ГВт. В Приморье, Забайкалье, Бурятии и ЕАО уже сегодня состояние энергосистемы сдерживает приток инвестиций в строительство новых предприятий, указывается в недавней презентации ведомства.

«По мнению ряда аналитиков-скептиков, если не принять комплекс эффективных мер, то в недалеком будущем регионам Дальнего Востока потребуются меры поддержки экстренного характера, вплоть до аварийного экспорта из Китая», – выразил обеспокоенность Андрей Хапочкин.

Стоит сказать, в КНР – единственная работающая с Россией энергосистема, по которой нет договора об аварийной взаимопомощи, как например, с республиками Центральной Азии или Беларусью. «Мы предлагаем иметь такую возможность и для китайских коллег, и для нас. Просто полностью завершить взаимодействие двух энергосистем, иметь возможность прорезервироваться. Иной вопрос пока не стоит», – уточнил председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федор Опадчий. 

Старое и новое

В Минэнерго России заверили о предпринимаемых мерах по недопущению дефицита энергии в ДФО. Если говорить об ОЭС Востока, то до 2028-2029 годов будет модернизировано и построено порядка 4,3 ГВт тепловых мощностей, сообщил замминистра энергетики РФ Петр Конюшенко. Речь идет о работах по Артемовской ТЭЦ, Хабаровской ТЭЦ-4, Владивостокской ТЭЦ-2, Южно-Якутской и Свободненской ТЭС, а также четырех ГРЭС: Якутской, Нерюнгринской, Партизанской и Приморской. Причем на таких объектах, как Якутская ГРЭС, Артемовская ТЭЦ и ТЭЦ Восточная решено не выводить старое оборудование из эксплуатации.

В свою очередь власти Хабаровского края предлагают расширить Хабаровскую ТЭЦ-3, введя на существующих площадях станции 330 МВт дополнительной мощности. Это возможно осуществить в ближайшие три-четыре года, говорит и.о. краевого министра энергетики Александр Чипизубов. В Минэнерго РФ сомневаются в таком сроке, оценивая, что работы займут шесть-семь лет. Данный вариант рассматривался министерством, уточнил Петр Конюшенко, но пока имеется более дешевое решение в пользу систем накопления электроэнергии, поскольку определенное подспорье будет со стороны возобновляемых источников энергии. Так, на основании прогноза СО ЕЭС, новые солнечные электростанции в ЕАО могут к 2027 году выдать 679 МВт, в Амурской области к 2029 году – 664 МВт.

«У нас остался вопрос по недостаточности потенциального дефицита электрической энергии на горизонте к 2030 году в размере 213 МВт, но уже нашли решение. Это будет реализовано, скорее всего, путем строительства систем накопления электрической энергии. Это очень быстро реализуемые мероприятия, которые сейчас уже в высокой стадии готовности нами осуществлены на территории Краснодарского края», – привел в пример замминистра энергетики России.

Относительно юго-восточной части ОЭС Сибири, к которой относятся Забайкалье и Бурятия — здесь построят Забайкальскую ТЭС мощностью 1050 МВт, что также позволит компенсировать возможный дефицит. Кроме того, предстоит возвести линию электропередачи постоянного тока для поставок электричества из Красноярского края.

«Строительство из Красноярска в Бурятию – это решение дефицита к 2030 году. Это передача 1500 МВт внутри ОЭС Сибири плюс [Забайкальская] станция 1050 МВт, то есть 2,5 тыс. МВт мы приводим в юго-восточную часть Сибири», – пояснил Федор Опадчий. При этом в среднесрочных планах остается объединение на параллельную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока линией переменного тока, хотя пока не ясно с финансированием. Если заглядывать дальше, то по Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года предусмотрено продолжение линии постоянного тока в восточном направлении уже из Бурятии. Она обеспечит второй вид связи между соседними энергосистемами. Это перспектива уже 2030-х годов, уточнил председатель правления СО ЕЭС. 

Продержаться до АЭС

Таким образом, подытожили в Системном операторе ЕЭС, в числе принятых решений по генерации в ДФО до 2031 года – строительство и глубокая модернизация почти 2,4 ГВт тепловых электростанций на угле, около 2,5 ГВт – на природном газе, а также 2,1 ГВт солнечных и 520 МВт ветровых электростанций. Острота проблемы с энергодефицитом будет сглажена.

Что касается изолированных энергосистем в ДФО, то за счет программ модернизации прирост мощностей в ближайшие годы ориентировочно составит 477 МВт. Работы запланированы в Якутии и на Камчатке.

«Подавляющее большинство необходимых решений по строительству генерации и сетей для обеспечения этого роста электропотребления уже принято, ждем их реализации. На время строительства, конечно, ключевым фактором является надежная работа действующего оборудования, которое должно обеспечить покрытие и пиков мощности и электроэнергии», – отметил Федор Опадчий.

По его словам, сейчас необходимы инвестиции в продление работы старого оборудования станций, но бесконечно продлевать ресурс невозможно – это делается для того, чтобы дожить до ввода первого блока АЭС в Приморье на 1 ГВт в 2033 году (подробнее о проекте «”Не нужно бояться мирного атома”: возможен ли рост экономики ДФО без АЭС»?).

Значительная часть этой новой мощности пойдет на компенсацию вывода совсем старой генерации и обеспечение прироста энергопотребления в регионе. Второй блок АЭС в 2035 году должен обеспечить дальнейшее развитие экономики Приморья и Дальнего Востока в целом (ожидается, что к 2042 году около 30% потребления электроэнергии в ОЭС будет покрыто атомной генерацией).

За скорейшее строительство атомной электростанции в районе села Эворон выступают власти Хабаровского края. Согласно Генсхеме до 2042 года, первый блок АЭС на 600 МВт должен быть введен в 2041 году, второй – в 2042-м. В краевом правительстве, прогнозируя дальнейший рост потребления, просят сдвинуть срок реализации проекта влево, а мощность каждой очереди увеличить до 1 ГВт. Первый заместитель гендиректора концерна «Росэнергоатом» по сбыту, бизнес-развитию и энергетической политике Александр Хвалько заверил, что корпорация готова приступить к стройке раньше, если будут верифицированы прогнозные данные края по спросу на электроэнергию.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики будет корректироваться, сказал председатель правления СО ЕЭС. Он не исключил запуска АЭС в более ранний срок, если появятся инвестпроекты в Хабаровском крае, не предусмотренные предыдущей редакцией Генсхемы.

Тем временем Сахалинская область предложила реанимировать идею создания энергомоста материк – остров, которая выносилась на обсуждение еще в 2000-х. Тогда это обосновывалось желанием поставок электроэнергии в Японию – по специальному силовому кабелю, проложенному по дну пролива Лаперуза. Предусматривалось организовать экспорт в Страну восходящего солнца как с электростанций, расположенных на Сахалине, так и с аналогичных объектов в Амурске, Комсомольске, Совгавани. Сейчас эффективность проекта подается с той точки зрения, что Сахалин станет частью Объединенной энергосистемы.

«Ситуации бывают разные и чрезвычайные. Если будет авария на Сахалине, то перетоки пойдут с материка. Если аварии в Хабаровском, Приморском крае – перетоки пойдут с Сахалина», – резюмирует Андрей Хапочкин, отмечая, что самое узкое место в проливе Невельского между Хабаровским краем и Сахалином – всего 6-7 км.

Безусловно, продолжение единой энергосистемы – благо, говорит Федор Опадчий. «По поводу моста нужно учитывать, что, может быть, море всего 6 км, но надо до моря пройти от источников с той стороны. В этом смысле вопрос исключительно экономический. Пока у нас дефицит с одной и с другой стороны, нам все равно нужно построить генерацию. Когда появится атомная станция, надо сложить экономику, сколько это (энергомост – прим. ред.) стоит», – рассуждает он.